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Revisão Tarifária Periódica da Companhia Piratininga de Força e Luz
PIRATININGA
Audiência Pública ANEEL AP 025/2003
1o de outubro de 2003Sorocaba – SP
Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND; Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as
disposições estabelecidas nos contratos de concessão;
Mecanismos de alteração das tarifas previstos nos contratos (cláusula econômica): reajuste tarifário anual; revisão tarifária extraordinária; revisão tarifária periódica.
CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO
Reajuste tarifário anual
Revisão tarifáriaextraordinária
Revisão tarifáriaperiódica
Assinatura do contrato
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
1998 1999 2000 2001 2002 2003
PA1 + PB0 (IGPM - X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
PB0 = RA0 - PA0
PB: “blindada” Fator X = 0
Reajuste = Parcela A + Parcela B
Encargos Tarifários
+Compra de Energia
(IGP-M)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
Reajuste acumulado 1999 a 2002: 97,23%
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CONTRATO DE CONCESSÃO: “A ANEEL procederá as revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e a modicidade tarifária.” “no processo de revisão das tarifas .... A ANEEL estabelecerá os valores de X que deverão ser subtraídos ou acrescidos do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subseqüentes.”
Objetivo: redefinir o nível das tarifas de fornecimento de energia elétrica, considerando: custos operacionais eficientes; adequada remuneração sobre investimentos prudentes.
Objetivo: compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade derivados do crescimento do mercado do serviço regulado previstos para os períodos compreendidos entre as revisões.
Reposicionamento Tarifário
Fator X
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
Encargos Tarifários
+Compra de Energia
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
A ação do regulador de um serviço monopolista deve estar orientada para a obtenção simultânea de dois objetivos fundamentais:garantir os direitos dos consumidores de receber o serviço com qualidade estabelecida no contrato de concessão e de pagar por esse serviço uma tarifa justa. A tarifa justa evita que os consumidores paguem encargos indevidos, como também paguem valores insuficientes que conduzam a deterioração na qualidade do serviço;
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
garantir os direitos dos prestadores do serviço, que atuam com eficiência e prudência, de obter ganhos suficientes para cobrir custos operacionais e obter adequado retorno sobre o capital investido.
CUSTOS DA PARCELA A
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
ItaipuContratos Iniciais
Contratos Bilaterais: Geradores não vinculados Empresas do mesmo grupo Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial
CCC CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
Transporte de ItaipuONS
CUSTOS DA PARCELA A
São itens de custos não gerenciáveis pela concessionária de distribuição, com exceção de:
contratos de compra-venda de energia: com geradores não vinculados e/ou com partes relacionadas (preços da energia comprada);
perdas totais (técnicas e comerciais) da distribuição de energia elétrica (montante de energia comprada).
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Itaipu e Contratos Iniciais
Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)
ITAIPU (32,16%) 3.772.277 93,28
C. INICIAIS (44,50%) 5.218.824 80,53 CESP (14,59%) 1.711.759 76,67 FURNAS(16,48%) 1.932.633 87,96 DUKE (4,36%) 511.234 76,69 AES TIETÊ ( 5,63%) 660.771 75,51 EMAE(3,43%) 402.427 74,44
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros
Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)
TOTAL (6,72%) 788.036 98,73 TRACTEBEL (4,15%) 487.209 98,81 SANTA CLARA (1,13%) 132.076 97,20 QUEIROZ GALVÃO (1,44%) 168.751 99,68
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Contratos bilaterais com partes relacionadas
Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)
TOTAL (16,62%) 1.949.602 84,83 CPFL Brasil UTE (7,64%) 896.206 90,92 CPFL Brasil Biomassa (2,37%) 278.219 89,09 CPFL Brasil Competitiva (6,61%) 775.177 76,28
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida
11.642.032
Mercado 10.235.249
Perdas Elétricas
1.406.783
Total dos Contratos 11.728.739
Sobras Contratuais
86.706
Perdas: Distribuição: 10,68%Rede Básica: 2,76%
Itaipu: 2,76%
Compra de Energia da PIRATININGA
Encargo Tarifário VALOR (R$) Reserva Global de Reversão – RGR 11.919.151,00
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 2.750.249,00
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 75.084.252,60
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 43.419.001,96
Operador Nacional do Sistema – ONS 75.428,55
Transmissão - Parcela de Itaipu 6.503.407,97
Transmissão NODAL 47.471.509,64
Rede Básica 93.669.446,32
Encargos de Conexão 19.794.806,89
Conexão – reclassificação 12.418.404,02
Transporte ITAIPU 18.546.522,81
Total de Encargos Tarifários 331.652.180,76
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
R$ 1.007.644.085,16
R$ 331.652.180,76
Total da Parcela A = R$ 1.339.296.265,92
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Compra de Energia
+Encargos Tarifários
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
Para fixar os parâmetros de desempenho que representam uma gestão eficiente é necessário considerar o fenômeno da ASSIMETRIA DE INFORMAÇÃO entre o prestador do serviço e o Regulador. Por esse motivo, é conveniente utilizar procedimentos e metodologias NÃO INVASIVAS, que NÃO SE BASEIAM em informações obtidas dos registros contábeis das empresas reguladas.
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
A empresa prestadora do serviço regulado
“compete” contra certos parâmetros de
desempenho (custos operacionais e de
investimentos) que representam uma gestão
eficiente, fixados pelo Regulador;
Enfoque alternativo ao método histórico de
“custo de serviço” ou “taxa de retorno”, baseado
em reconhecer um retorno sobre os custos
informados pelo prestador.
CUSTOS DA PARCELA B
consideração dos aspectos específicos de cada
contrato de concessão: características da área
servida, localização dos consumidores, níveis de
qualidade, etc;
desenho de uma empresa eficiente (Empresa de
Referência - ER) para a prestação do serviço nas
condições do contrato de concessão e adaptada ao
entorno definido pelo contrato;
definição de processos e atividades (P&A) que deve
cumprir a ER;
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIA
determinação dos custos eficientes desses P&A a partir de valores de mercado: assume-se que todos os P&A são prestados com recursos próprios;
os custos eficientes são utilizados para fixar
as tarifas justas que devem ser pagas pelos
clientes;
é um enfoque metodológico que não implica
em ingerências indevidas na gestão da empresa,
a qual é responsabilidade exclusiva da
concessionária.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES METODOLOGIA
PESSOAL PRÓPRIO e MATERIAL: consideram-se
os custos salariais e de materiais que a
concessionária está em condições de acessar: salários do mercado da região + encargos legais;
periculosidade;
adicional de tempo de serviço;
treinamento;
algumas remunerações garantidas em Acordo Coletivo de Trabalho.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Remunerações do Acordo Coletivo de Trabalho consideradas: auxílio alimentação; auxílio creche; seguro de vida;adicional de insalubridade;ajuda de custo pessoal;previdência privada; despesas relacionadas à saúde (assistência médica e odontológica).
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos de natureza salarial que NÃO se consideram nas tarifas do serviço regulado, por entender-se que não devem ser pagos pelos clientes:
participação em lucros e resultados (PLR); verbas rescisórias; turnover do quadro de pessoal; gratificação de férias adicional, além da gratificação constitucional.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Demais custos que NÃO se consideram no
desenho da “Empresa de Referência”, por
entender-se que não devem ser pagos, nas
tarifas, por aqueles clientes que cumprem
regularmente suas obrigações:
custos de inspeção comercial, cortes e religamentos; despesas com contingências cíveis e trabalhistas; despesas com indenizações, perdas e danos; doações, contribuições e subvenções.
Tratamento Regulatório para a InadimplênciaObjetivo: evitar que os consumidores em situação regular paguem pelos consumidores inadimplentes:
admite-se 0,5% do faturamento bruto para o primeiro ano do período tarifário (ago/2003 – jul/2004), equivalente a R$ 6.925.118,59; para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de agosto de 2006.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos Operacionais
Empresa de Referência R$
177.072.903.14
PIRATININGA R$
265.380.252,00 (*)
(*) Despesas informadas pela PIRATININGA
Base de Remuneração: conceito chave da Resolução ANEEL no 493/2002: remunerar apenas os investimentos prudentes; Investimentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados” através dos índices de aproveitamento definidos na referida Resolução.
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Base de RemuneraçãoBase de Remuneração Bruta R$ 2.755.202.540,68
Base de Remuneração Líquida R$ 1.395.178.072,13
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
REMUNERAÇÃO DO CAPITAL RESULTADOS OBTIDOS
ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL
CAPITAL PRÓPRIO50%
CAPITAL DE TERCEIROS50%
x13,05 %
x14,72 %
Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %
RECEITA REQUERIDA - PIRATININGA
TOTAL PARCELA B 626.987.874,72
ITEM R$ Custos Operacionais: 177.072.903,14 Remuneração do Capital: 238.140.613,23 Depreciação: 110.208.101,63 Tributos (PIS/COFINS/P&D): 101.566.256,73
Compra de Energia: 1.007.296.265,92 Encargos Tarifários: 331.652.180,76TOTAL PARCELA A 1.339.296.265,92
RECEITA REQUERIDA 1.966.284.140,64
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOS
RECEITA REQUERIDA R$ 1.966.284.489,91 RECEITA VERIFICADA R$ 1.600.141.554,23OUTRAS RECEITAS R$ 27.093.134,69
RT (%) = Receita Requerida – Outras
ReceitasReceita Verificada
Reposicionamento Tarifário = 21,19%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOS
Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46%
RT > IRT, então aplica-se o IRTReposicionamento Tarifário = 11,46%
A diferença de 9,73% é convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos 3 anos do próximo período tarifário.
Compra de Energia 98,45Parcela A 130,85
Encargos Tarifários 32,40
Despesas Operacionais 17,30Parcela B 61,26Remuneração 34,03
Tributos 9,92
Tarifa Média – Piratininga
ITENS R$/MWh
Receita Requerida 192,11Modicidade Tarifária 2,65Receita Requerida Líquida 189,46
Cobrir os custos operacionais EFICIENTES;
remunerar o capital investido:
valor dos ativos efetivamente
necessários para prestar o serviço;
Estrutura de Capital Ótima (menor custo de
capital);
Taxa de retorno (WACC): 11,26%
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAÓTICA DO REGULADOR
Cobrir os custos operacionais da própria
concessionária;
remunerar o capital investido:
Taxa de retorno (WACC): 13,28% e
estrutura de capital da própria empresa
valor econômico mínimo da privatização;
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAÓtica das Concessionárias Distribuidoras
Reposicionamento Tarifário = 34,56%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA PIRATININGA
FATOR X
Xe = Ganhos de produtividade derivados da mudança na escala do negócio por incremento da demanda da área servida (tanto por maior consumo dos clientes existentes, como pela incorporação de novos usuários);Xc = Avaliação dos consumidores sobre a concessionária, obtido como resultado da pesquisa IASC (entre –1% e 1%);Xa = Estabelecido pela Resolução CNPE nº 1, de 04/04/03. O Fator X deve considerar, para o componente mão-de-obra da Parcela B, índice que reflita a remuneração deste recurso. A ANEEL vai desenvolver metodologia para apurar essa parcela e submeter à audiência pública.
Fator X = f(Xe , Xc , Xa)
FATOR X da PIRATININGA
Xc e Xa da PIRATININGA serão
calculados em cada reajuste tarifário.
Fator xPIRATININGA = f(Xe , Xc , Xa)
Componente Xe = 1,64%
Receita Extra-Concessão
Determinar a parcela da receita extra-concessão que será destinada a contribuir para a modicidade tarifária. Atualmente o regulador está adotando um percentual fixo sobre as receitas. A proposta submetida nas AP´s é de utilizar uma metodologia onde se defina ex-ante os ganhos presumidos da concessionária na exploração das atividades complementares e adicionais ao serviço básico (distribuição), bem como os critérios de divisão desses ganhos entre a empresa regulada e os consumidores.
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE ENERGIA ELÉTRICA
A regulação do serviço de distribuição deve emitir sinais claros e concretos visando a: Incentivar as concessionárias distribuidoras a realizar uma gestão eficiente de redução de perdas “gerenciáveis” (comerciais e técnicas) a valores adequados e estáveis. Evitar que os clientes que cumprem regularmente suas obrigações paguem nas tarifas custos originados por outros consumidores em situação irregular ou por uma gestão ineficiente da concessionária.
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE ENERGIA ELÉTRICA
A ANEEL determinará, para cada concessionária distribuidora, um valor máximo de perdas totais que a empresa está autorizada a repassar à tarifa de seus clientes para as compras de energia elétrica necessárias para atender seu mercado. Esse “valor máximo de perdas totais” será a soma de:1- Perdas técnicas nas redes de transmissão e distribuição, a serem determinadas mediante estudo técnico que será realizado durante o ano 1 do segundo período tarifário;2- Perdas “não técnicas” decrescentes, segundo uma “trajetória regulatória” a ser definida pela ANEEL ao concluir os resultados do estudo de perdas técnicas.
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE DO SERVIÇO
Em serviços que apresentam características de monopólio natural, é competência do regulador estabelecer normas e padrões em matéria de parâmetros de qualidade do serviço prestado, seja quanto aos aspectos técnicos ou quanto ao atendimento comercial; O Regulador tem ainda a responsabilidade essencial de verificar se, na realidade, os clientes estão recebendo efetivamente um serviço de qualidade de acordo com o definido nessas normas e contemplado nas tarifas vigentes.
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE DO SERVIÇO
É imprescindível que todo regime de regulação por incentivos inclua a definição e efetiva implementação de um regime da qualidade do serviço técnico e atendimento comercial recebidos pelos clientes, que compreenda:- A determinação de parâmetros de qualidade e valores dos mesmos que reflitam um nível de qualidade mínimo;- A efetiva medição desses parâmetros para cada cliente individual; - A definição e aplicação de penalidades para os casos em que o serviço não alcance os níveis mínimos de qualidade exigidos.
ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO
A “abertura” da tarifa de fornecimento de energia elétrica, de forma a explicitar as parcelas que a compõem (energia e uso dos sistemas de transmissão e distribuição);
O realinhamento tarifário com vistas à eliminação gradual dos subsídios cruzados existentes entre as classes de consumidoras.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
As tarifas estabelecidas no reposicionamento tarifário e o Fator X cumprem com o que estabelece o contrato de concessão da PIRATININGA:
1. Assegurar que as tarifas do segundo período tarifário reflitam os ganhos de eficiência que a concessionária esteve em condições de obter durante o período anterior mediante uma gestão eficiente, definida por meio de parâmetros representativos “externos”, isto é, não vinculados com o desempenho efetivo da concessionária.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Essa fixação de tarifas se realiza de forma
independente do fato de a concessionária ter ou não
explorado o potencial de ganhos de eficiência e se
apropriado, total ou parcialmente, desses ganhos de
eficiência;
2. Estimular a PIRATININGA a buscar eficiência e
redução de custos ao longo do próximo período
tarifário, uma vez que poderá se apropriar dos
benefícios derivados dessa redução durante esse
período;
CONSIDERAÇÕES FINAIS
3. Garantir que as tarifas do segundo período tarifário
reflitam os ganhos de produtividade que possam ser
produzidos nesse período, em virtude de mudanças
na escala do negócio, não associadas à uma
eficiência da concessionária maior que a definida
através dos “custos operacionais eficientes” fixados
no reposicionamento tarifário.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
O regime de regulação por incentivos estimula as concessionárias de distribuição a buscar eficiência e redução de custos ao longo do primeiro período tarifário. Em face das abordagens adotadas pelo regulador na revisão tarifária, o reposicionamento tarifário e o Fator X obrigam-nas a prestar o serviço com eficiência para não incorrerem em prejuízos no segundo período tarifário; As abordagens adotadas pela ação regulatória podem afetar interesses setoriais específicos. Contemplar tais interesses foge ao escopo do regime regulatório, pois que constitui objetivo de políticas de governo;
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Tais abordagens têm gerado algumas manifestações contrárias por parte de agentes no setor elétrico em diferentes instâncias; Alguns porque tinham expectativa de receber uma remuneração sobre o valor pago na privatização e ter cobertura tarifária sobre custos reais ou mesmo uma estrutura de capital incompatível com a prestação do serviço público de forma eficiente; Outros porque tinham expectativa de redução considerável das tarifas de energia elétrica; Ao regulador compete cumprir as disposições da legislação e dos contratos de concessão e garantir de forma equilibrada os direitos dos consumidores e das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.
Essa é a proposta do Regulador. Cumpre salientar que os resultados ora apresentados são preliminares, uma vez que serão ajustados a partir das contribuições recebidas na presente audiência pública, assim como em função dos valores efetivos vigentes em setembro/2003 para as variáveis: IGP-M, taxa de câmbio e Base de Remuneração.
CONSIDERAÇÕES FINAIS